состав для регулирования разработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий водорастворимый полимер, наполнитель, сшиватель и воду, отличающийся тем, что в качестве наполнителя он содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.

Водорастворимый полимер 0,03 20,0

Древесная мука 0,1 7,0

Сшиватель 0,02 3,0

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для изоляции водопритока к нефтяным скважинам, ликвидации заколонных перетоков, а также для изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов.

Известен гелеобразующий тампонажный состав для регулирования разработки нефтяных месторождений путем ликвидации поглощений в скважинах, включающий оксиэтилцеллюлозу, соль трехвалентного хрома, бентонитовый глинопорошок, щелочь и воду (Авт.св. N 1592473, кл.Е 21 В 33/138, 1990).

Недостатком данного состава является неустойчивость его к размыву в условиях высокопористых и трещиноватых коллекторов вследствие того, что после образования геля в пластовых условиях частицы глины продолжают набухать, снижая прочность геля.

Известен гелеобразующий состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий карбоксиметилцеллюлозу, лигносульфонаты, хроматы и воду (Авт.св. N 1472643, кл. Е 21 В 33/138, 1989).

Однако этот состав мало эффективен в высокопроницаемых пластах, т.к. обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, обусловленными отсутствием наполнителя, а также для достижения высоких прочностных показателей требуется большой расход дорогостоящих реагентов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий полиакриламид, хромовые квасцы, бентонитовую глину и воду (Авт, св. N 1731942, кл.Е21 В 43/22, 1992).

Однако, известный состав обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, это обусловлено тем, что введение глины, обладающей большей степенью и временем предельного набухания, значительно превышающем время гелеобразования, приводит к возникновению в образующемся геле перенапряжений, т.е. внутренних дефектов в структуре. Поэтому, такая система подвергается разрушению под действием высоконапорного потока воды в условиях пласта.

В основу настоящего изобретения положена задача создать состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, обладающий высокими структурно-механическими свойствами.

Предлагаемый состав содержит водорастворимый полимер, наполнитель, сшиватель, например, хромовые квасцы и воду, причем в качестве наполнителя используют древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.

водорастворимый полимер 0,03 20,0

Древесная мука 0,1 7-0

Cшиватель 0,02 3,0

Вода остальное

Состав готовят следующим образом.

В водный раствор полимера, приготовленный непосредственно на скважине или в промышленных условиях, при постоянном механическом перемешивании добавляют расчетное количество древесной муки, затем сшивателя.

При приготовлении состава данным способом образуется пространственно-сшитая сетка из макромолекул полимера. Древесная мука, являясь активным наполнителем, вступает в межмолекулярное физическое взаимодействие с полимером с образованием водородных связей и за счет физических сил. Вследствие того, что время набухания древесной муки в воде меньше или сопоставимо с временем гелеобразования, полученная сшитая полимерно-наполненная система лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами. Это позволяет эффективно использовать ее в технологических процессах, направленных для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность процессов регулирования разработки нефтяных месторождений за счет применения материала, обладающего высокими структурно-механическими свойствами.

В качестве водорастворимых полимеров могут также использованы, например:

полиакриламиды (ПАА) отечественные по ТУ 6-16-2531-81 ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортные с молекулярной массой (3-15) 10⁶, а также акриловые полимеры "Гипан" по ТУ 6-01-166-77, "Метасол" по ТУ 6-01-254-74, "Комета" по ТУ 6-01-622-76;

лигносульфонаты лигносульфонат технический (ЛСТ) по ТУ 13-0281036-05-89, продукт гидролизного производства конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ по ТУ 13-0281036-05-89, концентрат сульфитно-дрожжевой бражки (КДБ) по ТУ 81-04-225-79;

простые эфиры целлюлозы карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) по ТУ 6-55-36-90, оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) по ТУ 6-55-221-565-88, 6-55-221-317-88, импортные марок Тylosa, Nubrosol.

Также могут использоваться смеси водорастворимых полимеров.

Древесная мука продукт сухого измельчения отходов деревообрабатывающей промышленности, ГОСТ 16361-87.

В качестве сшивателя могут быть использованы, например:

бихромат калия, ГОСТ 2652-78,

бихромат натрия, ГОСТ 2651-88,

ацетат хрома;

хромовые квасцы, ГОСТ 4162-79.

При использовании в качестве сшивателя соединений шестивалентного хрома при необходимости добавляют в состав восстановитель хрома из шестивалентного в трехвалентное состояние.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при использовании составов для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводит конкретные примеры приготовления состава и его использования в промысловых условиях на конкретных месторождениях.

Пример 1.

В химический стакан, снабженный мешалкой, помещают требуемое количество полимера и воды. Затем, после полного растворения полимера, добавляют расчетное количество древесной муки и сшивателя, состав перемешивают в течение индукционного периода гелеобразования с целью сохранения его седиментационной устойчивости. После этого состав приготовленный на основе ПАА и простых эфиров целлюлозы, переливают в измерительное устройство прибора "Реогель-001" и выдерживают в течение 24-48 ч для полного завершения процесса желирования, а состав, приготовленный на основе лигносульфоната, оставляют в стакане, при этом высота столба геля составляет не менее 45 мм.

Оценку структурно-механических свойств заявляемого и известного составов проводят в лабораторных условиях по следующим показателям: напряжение сдвига при скорости сдвига 1 с^-1, модулю упругости при сдвиге, деформации сдвига для составов на основе полиакриламида и простых эфиров целлюлозы с использованием прибора "Реогель-001" и по числу пенетрации для составов на основе лигносульфонатов. Определение числа панетрации проводят согласно ГОСТ 1440-78. Одна единица пенетрации равна 0,1 мм глубины погружения иглы и, чем больше это число (погружение), тем "мягче", пластичнее состав и, тем самым, ниже прочность геля.

Составы и их структурно-механические свойства приведены в табл.1.

Как видно из данных, приведенных в табл.1, заявленный состав обладает высокими структурно-механическими свойствами.

Для определения эффективности использования предлагаемого состава проводят промысловые испытания на скважинах Лянторского, Самотлорского, Быстринского и Дружного месторождений. Результаты исследований приведены в табл.2.

Пример 2 (табл.2, опыт 1).

В добывающей скважине проводят работы по изоляции притока пластовой или закачиваемой воды, поступающей в скважину как из продуктивных эксплуатационных горизонтов, так и из "чужих" горизонтов путем заколонных перетоков. Для изоляции воды закачивают состав, состоящий из 0,5% ПАА, 0,3% древесной муки, 0,3% бихромата калия и 98,9% воды. Эффективность оценивают по снижению обводненности добываемой продукции и по данным геофизических исследований (термометрия и расходометрия).

Пример 3 (табл.2, опыт 4).

В нагнетательной скважине проводят работы по отключению промытых высокопроницаемых интервалов и ликвидации ухода закачиваемой воды в неэксплуатируемые горизонты (заколонных перетоков). Для этого закачивают состав, состоящий из 10,0% ЛСТ, 2,0% древесной муки, 30% бихромата калия и 85,0% воды. Эффективность изоляции оценивают по изменению приемистости и по данным геофизических исследований.

Аналогично примеру 2 и 3 проводят работы по обработке других добывающих и нагнетательных скважин.

Полученные результаты показывают высокую эффективность применения заявленного состава для регулирования разработки нефтяных месторождений по сравнению с применением известного состава (табл.2, опыт 6).

Применение предлагаемого состава позволит:

более эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений, характеризующихся сложными горно-геологическими и промысловыми условиями;

использовать при перевозке и закачке стандартную технику;

утилизировать крупнотоннажные отходы и полупродукты промышленных производств.